CN114151207B - 一种燃机机组快速变负荷控制方法 - Google Patents
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Abstract
本申请提供一种燃机机组快速变负荷控制方法，涉及发电机组负荷控制技术领域。所述燃机发电机组快速变负荷控制方法，包括:确定最大变负荷速率值，根据调频性能指标K的计算公式，以提高K1值至最大值5，确定最大变负荷速率值；燃机机组在并网后采用转速控制模式，根据负荷增减指令逻辑，通过将变负荷速率转换为转速基准变量TNR的变化速率来实现调整控制；设置自动解除快速变负荷模块，出现降负荷的保护动作，自动退出快速变负荷模式，并从自动负荷控制切换到手动控制。通过本申请，可以在燃机机组提高至最大变负荷速率的情况下，实现燃机机组的平稳运行，从而在调频辅助服务规则下，极大地提高了机组在市场上的竞争优势，以及机组的收益。
Description
技术领域
本申请涉及发电机组负荷控制技术领域，尤其涉及一种燃机机组快速变负荷控制方法。
背景技术
调频辅助服务实际上就是通过机组AGC自动响应广东区域频率控制偏差（ACE）调整负荷来实现广东电网频率稳定。调频服务分为调频里程补偿和容量补偿，调频里程补偿纳入市场，容量补偿按《两个细则》执行，参与市场的机组可以拿到调频里程补偿，未参与市场的机组仍可以拿到调频容量补偿。调频里程就是机组响应AGC指令的调整里程，简单说就是负荷波动绝对值的总和。市场交易标的就是调频里程，交易单位为：元/MW。
为了保证机组在市场上的竞争优势，以及提高机组的收益，需要提高机组的变负荷速率。同时，提高了机组的变化负荷速率，需要考虑对机组安全运行的影响，制定相应的控制策略。
发明内容
本申请的目的在于提供一种燃机发电机组快速变负荷控制方法，能够实现对燃机发电机组的负荷控制。
本申请是通过以下技术方案实现的：
一种燃机机组快速变负荷控制方法，包括:
S1、确定最大变负荷速率值，根据调频辅助服务市场交易规则，以及调频性能指标K的计算公式：，以提高K1值至最大值5，确定最大变负荷速率值，其中，调节速率K1指发电单元响应AGC控制指令的速率，响应时间K2指发电单元响应AGC控制指令的时间延迟，调节精度K3指发电单元机组响应AGC 控制指令的精度；
S2、燃机机组在并网后采用转速控制模式，并根据负荷增减指令逻辑，通过将变负荷速率转换为转速基准变量TNR的变化速率来实现调整控制，同时，为了满足在某种情况下调节变负荷速率的需要，负荷变化率可手动或通过DCS一体化模块进行控制，可选择0到最大值之间进行设定；
S3、设置自动解除快速变负荷模块，出现任何降负荷的保护动作，该模块自动控制燃机机组退出快速变负荷模式，并从自动负荷控制切换到手动控制。
如上所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，步骤S1中，调节速率K1=发电单元实测速率/调频资源分布区内AGC 发电单元平均标准调节速率(p.u.)，为避免机组发电单元响应AGC控制指令时过调节或超调节，K1最大值暂不超过5；响应时间K2=1-（发电单元响应延迟时间/5min），发电单元响应延迟时间是指发电单元AGC 动作与发电单元接到AGC 命令的延迟时间；调节精度K3=1-（发电单元调节误差/发电单元调节允许误差）；发电单元调节误差指发电单元响应AGC 控制指令后实际出力值与控制指令值的偏差量。
如上所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，步骤S2中，负荷调节通过转速基准变量TNR来实现，该变量来自负荷增减指令逻辑，最终影响燃气燃料量FSR的输出，其与燃料基准FSR的关系如下式：
FSR=FSRN=（TNR-TNHSYS）×14.4697+22.5667。
如上所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，步骤S2中，燃机机组采用OPFlexTurndown控制技术，并在燃机机组进入6.3预混运行模式后再投入快速变负荷模式进行负荷的控制。
如上所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，进入6.3模式后先在标准速率下运行60分钟，此后再进入快速变负荷模式进行负荷的控制。
如上所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，在燃机机组投入快速变负荷模式时，将汽机的限制值改为最大变负荷速率值。
如上所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，步骤S3中，所述保护动作包括：二号轴承区温度TTIB温度大于350 华氏报警值；燃机发生超温报警L30TXA；燃机发生L70DLNRunback时；两台88TK或者88BN停运超过10秒钟引起的L90TTL；自动停机L94X；分散度大引起的L70LSPX；任一GCV阀位超过97%或者模式切换时CRT高引起的L83JD4X；防喘阀阀位故障引起的L83CBLIMT。
如上所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，为保证燃烧安全和排放标准，在以下两种情况下，需要自动降低变负荷速率：
1) 当机组负荷达到或接近温控下的基本负荷时，该基本负荷为工况下的最大负荷；
2) 降负荷结束时处于或接近退出符合排放允许模式时。
如上所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，DCS一体化模块上设置自动投入模块，以汽机满足快速变负荷控制为基准。设计自动投入条件为：DCS侧已投入负荷远方自动控制且汽机推荐变负荷率大于设定值，以上两个条件任一个消失则退出快速变负荷。
如上所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，当负荷设定值变化率超过0.2MW/s时开始进行变负荷速率实时计算，当指令与实际负荷值偏差小于3MW时停止计算，实时速率值为开始计算时的负荷值与实时负荷值相减再除以计时时间，停止计算时锁定速率值即为一个变负荷周期的平均变负荷速率。
与现有技术相比，本申请有如下优点：通过本申请的控制方法，可以在燃机机组提高至最大变负荷速率的情况下，实现燃机机组的平稳运行，从而在调频辅助服务规则下，极大地提高了机组在市场上的竞争优势，以及机组的收益。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本申请实施例控制方法的步骤流程图。
图2为本申请实施例TCS与DCS双方进行传输的数据测点图。
具体实施方式
为了使本申请所解决的技术问题、技术方案及有益效果更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本申请进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本申请，并不用于限定本申请。
如图1至图2所示，本申请实施例提出一种燃机机组快速变负荷控制方法，包括:
S1、确定最大变负荷速率值，根据调频辅助服务市场交易规则，以及调频性能指标K的计算公式：，以提高K1值至最大值5，确定最大变负荷速率值，其中，调节速率K1指发电单元响应AGC控制指令的速率，响应时间K2指发电单元响应AGC控制指令的时间延迟，调节精度K3指发电单元机组响应AGC 控制指令的精度；
S2、燃机机组在并网后采用转速控制模式，并根据负荷增减指令逻辑，通过将变负荷速率转换为转速基准变量TNR的变化速率来实现调整控制，同时，为了满足在某种情况下调节变负荷速率的需要，负荷变化率可手动或通过DCS一体化模块进行控制，可选择0到最大值之间进行设定；
S3、设置自动解除快速变负荷模块，出现任何降负荷的保护动作，该模块自动控制燃机机组退出快速变负荷模式，并从自动负荷控制切换到手动控制。
进一步地，步骤S1中，调节速率K1，指发电单元响应AGC控制指令的速率，K1=发电单元实测速率/调频资源分布区内AGC 发电单元平均标准调节速率(p.u.)，为避免机组发电单元响应AGC控制指令时过调节或超调节，K1最大值暂不超过5。响应时间K2，指发电单元响应AGC 控制指令的时间延迟，响应时间K2=1-（发电单元响应延迟时间/5min），发电单元响应延迟时间是指发电单元AGC 动作与发电单元接到AGC 命令的延迟时间。调节精度K3，指发电单元机组响应AGC 控制指令的精度，调节精度K3=1-（发电单元调节误差/发电单元调节允许误差），发电单元调节误差指发电单元响应AGC 控制指令后实际出力值与控制指令值的偏差量，发电单元调节允许误差为其额定出力的1.5％。
更进一步地，还有归一化综合调频性能指标P（由7日综合调频性能指标K归一化处理得来），P=k/kmax，kmax为系统调频性能指标最好机组的k值。调频里程排序价格：等于电厂报价/P，机组中标与否就是按调频里程排序价格从低到高出清。调频性能指标K大于等于0.5的机组才能采用调频辅助服务市场的竞标。由此可见，K值不仅影响机组能否中标，同时也影响结算补偿金额。提高K值可以提高我司调频补偿收益。由K值计算公式可见，可以通过提高K1、K2或K3来提高K值，且提高K1能达到的效果是提高K2及K3的两倍，提高机组调节速率K1就是要提高发电单元实测速率即发电机组的变负荷速率。
本实施例中，采用2×390MW燃气-蒸汽联合循环发电机组配套两套GE的9F.03型重型燃机的组合方式，标准变负荷速率为21.8MW/min。统计机组参与调频辅助服务交易的数据，可得到综合调频性能指标情况如表1。
表1 综合调频性能指标平均值
由综合调频性能指标计算公式，可推算出：
调频资源分布区内AGC 发电单元平均标准调节速率(p.u.)=21.8/2.376=9.175。若要使K1为5，则可计算出机组速率应达到9.175×5=45.875MW/min。由于负荷变化初始加速和最终减速期间速率改变的迟滞性，按照机组运行数据统计，50MW左右负荷里程的等效迟滞时间大约为12秒，则计算满足要求的机组最大变负荷速率应达到：45.875×（1+12/60）=55.05MW/min,取整数55MW/min。
按照机组最大变负荷速率55MW/min,等效44.875MW/min代入综合调频性能指标K的计算公式，K2和K3采用原平均值，可计算得到对应综合调频性能指标K=0.25×(2×5+0.897+0.799)=2.924。
可见，采用快速变负荷速率后，理论最大的综合调频性能指标K=2.924已经非常接近最大极限值3了，相对于现K值1.611放大了1.82倍。可以使机组在调频辅助服务市场中占据有利的优势地位。
机组变负荷初始阶段，由于AGC指令传输、机械阀门调节、燃料燃烧做功等因素引起负荷变化具有少量固有时间延迟性，该时间大约为5秒内。
在燃机进入基本负荷状态之前，快速变负荷功能应能使机组在77MW负荷变化范围内的调节速率达到51.92MW/min，10MW负荷变化范围内的折算调节速率达到37MW/min。
各里程即不同负荷范围下的对应变负荷率如表2所示。可见，即使是10MW小范围里程的负荷变化率也可提升至37.71MW/min。
表2 快速变负荷各里程对应变负荷速率
由变负荷速率37.71可计算出对应的综合调频性能指标K为2.664。
进一步地，步骤S2中，本实施例中，采用OPFlex Turndown控制技术的燃机机组的满足排放要求的负荷区间是30%以上负荷，即机组燃烧系统进入6.3预混运行模式，该模式下机组投入了高级模型控制算法、自动燃调算法，燃烧稳定性较好。因此，选择将快速变负荷的投入的时机是燃烧系统进入6.3模式，负荷区间为30%至100%额定负荷。同时，为了保证进入6.3模式后燃烧系统充分预热，保证燃烧的稳定性和控制排放在标准范围内，要求进入6.3模式后先在标准速率下运行60分钟，此后再进入快速变负荷模式进行负荷的控制。
燃机机组在并网后采用转速控制模式，负荷调节通过转速基准变量TNR来实现，该变量来自负荷增减指令逻辑，最终影响燃气燃料量FSR的输出，其与燃料基准FSR的关系式：FSR=FSRN=（TNR-TNHSYS）×14.4697+22.5667。因此，变负荷速率要转换为转速基准变量的变化速率来实现调整。按照燃机机组转速不等率4%的设定，TNR基准为100%至104%，对应0至262MW燃机负荷范围，计算55MW/min所对应的TNR速率为：55×4%÷262≈0.84%/min≈0.014%/s。
同时，为了满足在某种情况下调节变负荷速率的需要，负荷变化率可手动或通过DCS一体化模块进行控制，可选择0到最大值之间进行设定。相应的TNR速率值按照以上公式计算。
本实施例中，为了进行一体化控制，需要实现燃机控制系统TCS与联合循环控制系统DCS之间对快速变负荷的相关数据传输。双方需要进行传输的数据测点如图2所示。
本实施例中，汽机因应力控制的需要限制燃机的负荷变化速率最大值为23MW/min。经评估，当汽轮机完全进气后，燃机满足快速变负荷条件时，快速变负荷上升产生的热应力较低。因此，可以将该限制值在投入快速变负荷功能时改为55MW/min,从而解除汽机侧对燃机变负荷速率的限制。
进一步地，步骤S3中，本实施例中设置自动解除快速变负荷模块，在已投入快速变负荷的情况下，若出现任何降负荷的保护都将禁止快速变负荷发生作用，即需要自动退出快速变负荷，并从自动负荷控制切换到手动控制。当保护信号复位后，需重新预选负荷和重新投入快速变负荷并设定速率值。
具体地，所述保护动作包括：二号轴承区温度TTIB温度大于350 华氏报警值；燃机发生超温报警L30TXA；燃机发生L70DLN Runback时；两台88TK或者88BN停运超过10秒钟引起的L90TTL；自动停机L94X；分散度大引起的L70LSPX；任一GCV阀位超过97%或者模式切换时CRT高引起的L83JD4X；防喘阀阀位故障引起的L83CBLIMT。
本实施例中，为保证燃烧安全和排放标准，在以下两种情况下，需要自动降低变负荷速率：
1) 当机组负荷达到或接近温控下的基本负荷时，该基本负荷为工况下的最大负荷，变负荷速率将在基本负荷附近稍微减慢，以避免较大的瞬态燃烧温度超调。
2) 如果降负荷结束时处于或接近退出符合允许排放模式时，变负荷会减小，以防从允许排放模式退出。如果选择的负荷值处于允许排放模式之外，则一旦超出允许排放模式，降负荷至设定点将以额定速率进行，这种情况在单轴机组上容易出现。因为负荷设定值通常是根据联合循环机组的出力来执行的，当低负荷时，由于蒸汽产量减少，汽轮机对机组输出的贡献大于稳态时的贡献，这意味着燃机出力暂时低于稳态。负荷的快速变化可以使此差异相对标准负荷速率更大。
本实施例中，在DCS一体化设计中，需要由系统自动判断进行快速变负荷的投退。鉴于燃机侧接收到DCS投入快速变负荷指令会判断是否允许投入，故DCS侧主要考虑投入时机问题，在DCS一体化模块上设置自动投入模块，以汽机满足快速变负荷控制为基准。设计自动投入条件为：DCS侧已投入负荷远方自动控制且汽机推荐变负荷率大于设定值（该设定值为21.3MW/min）。以上两个条件任一个消失则退出快速变负荷。
本实施例中，当负荷设定值变化率超过0.2MW/s时开始进行变负荷速率实时计算，当指令与实际负荷值偏差小于3MW时停止计算，实时速率值为开始计算时的负荷值与实时负荷值相减再除以计时时间，停止计算时锁定速率值即为一个变负荷周期的平均变负荷速率。
进一步地，在对燃机机组实行快速变负荷控制时，还需对锅炉水位和高压过热蒸汽温度进行控制，锅炉水位控制采用三冲量控制方式，高压过热蒸汽温度控制采用串级控制方式。在快速变负荷动态调试过程中对相关控制回路的PID参数进行优化整定，解决快速变负荷后引起的锅炉水位和高压主蒸汽温度波动大问题，使其保持相对稳定。
为了更方便人员对燃机机组实行快速变负荷控制的操作，在燃机TCS控制系统和DCS系统增加画面和修改原有画面，实现对快速变负荷的可视化监控。
TCS增加了一个独立的画面，除了原有的控制模式选择按钮，还有快速变负荷投退按钮、变负荷速率设置框、速率值显示、快速变负荷投入条件及其满足情况等。DCS画面则增加快速变负荷投退按钮、投退情况显示、速率值显示等功能。
通过本申请的控制方法，本实施例中的自主试验测试机组的最大变负荷速率从22MW/min提高到55MW/min，第三方AGC测试报告平均变负荷速率从18MW/min提高至46.8MW/min。经济指标方面，根据在调频辅助服务市场交易系统查询到的数据，机组综合调频指标K从1.6提升至2.6。在调频辅助服务市场交易规则下，极大地提高了燃机机组的竞争优势，并提高了机组的收益。
如上所述是结合具体内容提供的一种或多种实施方式，并不认定本申请的具体实施只局限于这些说明。凡与本申请的方法、结构等近似、雷同，或是对于本申请构思前提下做出若干技术推演，或替换都应当视为本申请的保护范围。
Claims (10)
1.一种燃机机组快速变负荷控制方法，其特征在于，包括:
S1、确定最大变负荷速率值，根据调频辅助服务市场交易规则，以及调频性能指标K的计算公式：，以提高K1值至最大值5，确定最大变负荷速率值，其中，调节速率K1指发电单元响应AGC控制指令的速率，响应时间K2指发电单元响应AGC 控制指令的时间延迟，调节精度K3指发电单元机组响应AGC 控制指令的精度；
S2、燃机机组在并网后采用转速控制模式，并根据负荷增减指令逻辑，通过将变负荷速率转换为转速基准变量TNR的变化速率来实现调整控制，同时，为了满足在某种情况下调节变负荷速率的需要，负荷变化率可手动或通过DCS一体化模块进行控制，可选择0到最大值之间进行设定；
S3、设置自动解除快速变负荷模块，出现任何降负荷的保护动作，该模块自动控制燃机机组退出快速变负荷模式，并从自动负荷控制切换到手动控制。
2. 根据权利要求1所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，其特征在于，步骤S1中，调节速率K1=发电单元实测速率/调频资源分布区内AGC 发电单元平均标准调节速率(p.u.)，为避免机组发电单元响应AGC控制指令时过调节或超调节，K1最大值暂不超过5；响应时间K2=1-（发电单元响应延迟时间/5min），发电单元响应延迟时间是指发电单元AGC 动作与发电单元接到AGC 命令的延迟时间；调节精度K3=1-（发电单元调节误差/发电单元调节允许误差）；发电单元调节误差指发电单元响应AGC 控制指令后实际出力值与控制指令值的偏差量。
3.根据权利要求1所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，其特征在于，步骤S2中，负荷调节通过转速基准变量TNR来实现，该变量来自负荷增减指令逻辑，最终影响燃气燃料量FSR的输出，其与燃料基准FSR的关系如下式：
FSR=FSRN=（TNR-TNHSYS）×14.4697+22.5667。
4. 根据权利要求1所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，其特征在于，步骤S2中，燃机机组采用OPFlex Turndown控制技术，并在燃机机组进入6.3预混运行模式后再投入快速变负荷模式进行负荷的控制。
5.根据权利要求4所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，其特征在于，进入6.3模式后先在标准速率下运行60分钟，此后再进入快速变负荷模式进行负荷的控制。
6.根据权利要求4所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，其特征在于，在燃机机组投入快速变负荷模式时，将汽机的限制值改为最大变负荷速率值。
7. 根据权利要求1所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，其特征在于，步骤S3中，所述保护动作包括：二号轴承区温度TTIB温度大于350 华氏报警值；燃机发生超温报警L30TXA；燃机发生L70DLN Runback时；两台88TK或者88BN停运超过10秒钟引起的L90TTL；自动停机L94X；分散度大引起的L70LSPX；任一GCV阀位超过97%或者模式切换时CRT高引起的L83JD4X；防喘阀阀位故障引起的L83CBLIMT。
8.根据权利要求1所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，其特征在于，为保证燃烧安全和排放标准，在以下两种情况下，需要自动降低变负荷速率：
1) 当机组负荷达到或接近温控下的基本负荷时，该基本负荷为工况下的最大负荷；
2) 降负荷结束时处于或接近退出符合排放允许模式时。
9.根据权利要求1所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，其特征在于，DCS一体化模块上设置自动投入模块，以汽机满足快速变负荷控制为基准，设计自动投入条件为：DCS侧已投入负荷远方自动控制且汽机推荐变负荷率大于设定值，以上两个条件任一个消失则退出快速变负荷。
10.根据权利要求1所述的一种燃机机组快速变负荷控制方法，其特征在于，当负荷设定值变化率超过0.2MW/s时开始进行变负荷速率实时计算，当指令与实际负荷值偏差小于3MW时停止计算，实时速率值为开始计算时的负荷值与实时负荷值相减再除以计时时间，停止计算时锁定速率值即为一个变负荷周期的平均变负荷速率。
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